Електричний розрахунок лінії 10 кВ. 1 страница

Розрахунок лінії 10 кВ включає:

-

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000 АІФ 018 ПЗ    

Розроб.

Савіцький В. М.

Перевір.

Бунько В.Я.

Реценз.

Н. Контр.

Карась В.І.

Затверд.

Електричний розрахунок лінії 10 кВ  

Літ.

Аркушів

БАТІ гр.Е-42 Б  

знаходження розрахункових навантажень існуючих трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ;

- підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ;

- вибір перерізу проводів ліній 10 кВ.

Розрахункові навантаження Р_Р існуючих підстанцій 10/0,4кВна розрахунковий рік знаходяться по формулі:

Р_Р = К_Н·Р_М,

де Р_М – максимальне існуюче навантаження ТП, кВт (згідно завдання);

К_Н – коефіцієнт зростання навантаження, змінюється залежно від виду споживачів (див. табл. 4.1).

Таблиця 4.1 Коефіцієнт зростання навантаження

Вид споживачів	Розрахунковий рік
Виробничі Змішані Комунально-побутові	1,3 1,3 1,2	1,4 1,4 1,3	2,1 2,0 1,8

Денні та вечірні навантаження існуючих ТП визначають множенням розрахункового навантаження на коефіцієнт участі його в денному К_Д та вечірньому К_В максимумах, які дорівнюють:

- для виробничих споживачів К_Д = 1,0; К_В = 0,6;

- для комунально-побутових – К_Д = 0,3...0,4; К_В = 1,0;

- для змішаних – К_Д = К_В = 1,0.

Дані розрахунків записують у таблицю 4.2.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000 АІФ 018 ПЗ    

Таблиця 4.2 Розрахункові навантаження ТП-10/0,4 кВ

№	РМ, кВт	Вид навантаження	РР=КН ·РМ, кВт	РД=КД·РР, кВт	РВ=КВ·РР, кВт
1.	120	змішане	168	168	168
2.	90	змішане	120	120	120
3.	120	виробниче	168	168	100,8
4.	30	комунально-побутове	39	11,7	39
5.	100	комунально-побутове	130	39	130
6.	70	змішане	98	98	98
7.	50	комунально-побутове	65	19,5	65

Для точки приєднання заданого населеного пункту до лінії 10 кВ у таблицю 5 записують сумарні розрахункові навантаження (денне Р_Д та вечірнє Р_В населеного пункту) згідно з розрахунками.

Підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ починають з кінця лінії, підсумовуючи навантаження ТП по денному і вечірньому максимумах (окремо по добавках) при допомозі таблиць.

На кожній ділянці лінії знаходять виробниче навантаження Р_ВИР, яке включає в себе в денний час навантаження ТП з виробничим і змішаним видами споживачів, у вечірній час – тільки навантаження ТП з виробничим видом, та загальне навантаження Р_ЗАГ, яке включає навантаження всіх ТП.

Розрахунки навантажень лінії 10 кВ виконуємо таблицею.

Переріз проводів лінії 10 кВ вибираємо по мінімуму приведених затрат (з використанням економічних інтервалів потужностей) залежно від еквівалентної потужності Sе на ділянці лінії. Границі економічних інтервалів для вибору перерізів проводів ліній 10 кВ наведено.

4 5

ШИНИ

10 кВ РТП

35/10 3

0 1 2 6 7

Рис.4.1.Схема розподільної мережі 10 кВ з навантаженнями.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000 АІФ 018 ПЗ    

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000 АІФ 018 ПЗ    

Таблиця 4.3 Розрахунок навантажень лінії 10 кВ

Ділянка	Вид	Навантаження
Денне, кВт	Вечірнє, кВт
РДБ	РДМ	Р(РДМ)	РД	РВБ	РВМ	Р(РВМ)	РВ
6-7	РВИР	___	___	___	___	___	___	___	___
РЗАГ	19,5	___	___	19,5	65	___	___	65
2-6	РВИР	98	19,5	+12,5	110,5	98	___	___	98
	РЗАГ	98	19,5	+12,5	110,5	98	65	+44,5	142,5
4-5	РВИР	___	___	___	___	___	___	___	___
	РЗАГ	39	___	___	39	130	___	___	130
3-4	РВИР	___	___	___	___	___	___	___	___
	РЗАГ	39	11,7	+7,3	46,3	130	39	+26,5	156,5
2-3	РВИР	168	___	___	168	100,8	___	___	100,8
	РЗАГ	168,	46,3	+34	202	156,5	100,8	+76	232,5
1-2	РВИР	168	110/120	+76/+84	328	100,8	98/120	+69/+84	253,8
	РЗАГ	202	110/120	+76/+84	362	232,5	142/120	+108/+84	424,5
0-1	РВИР	328	168	+123	451	253,8	168	+123	376,8
	РЗАГ	362	168	+123	458	424,5	168	+123	547,5

Еквівалентна потужність ділянки лінії 10 кВ S_Е дорівнює:

S_Е = К_Д S_М,

де S_М – максимальна потужність ділянки лінії (найбільше з розрахункових навантажень денного S_Д або вечірнього S_В максимумів), кВА;

К_Д – коефіцієнт, який враховує динаміку навантаження (для сільських мереж рекомендується К_Д =0,7).

Розрахункове денне S_Д та вечірнє S_В навантаження знаходять, виходячи з загального денного Р_Д та вечірнього Р_В навантажень і коефіцієнта потужності користуючись формулою

S=Pзаг./cos φ

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000 АІФ 018 ПЗ    

Таблиця 4.4 Розрахунки по вибору проводів лінії 10 кВ.

№ ділянки	Денне навантаження	Вечірнє навантаження	SМ, кВА	SЕ, кВА	Провід
РВИР РЗАГ	cos φ	SД, кВА	РВИР РЗАГ	cos φ	SВ, кВА
6-7	0	0,9	21.7	0	0,92	70.7	70.7	49.5	А-35
2-6	0,8	0,8	138.1	0.69	0,83	171.7	171.7	120.2	А-35
4-5	0	0,9	43.3	0	0,92	141.3	141.3	98.9	А-35
3-4	0	0,9	51.4	0	0,92	170.1	170.1	119.1	А-35
2-3	0.72	0,7	288.6	0.43	0,75	310	310	217	А-35
1-2	0,77	0,8	460	0.6	0,83	511.4	511.4	357.9	А-35
0-1	0,82	0,8	606.3	0.7	0,83	659.6	659.6	461.7	А-35

Перевірка проводів лінії 10 кВ на допустиму втрату напруги

Перетин проводів лінії 10 кВ, які вибрані за допомогою економічних інтервалах потужностей, потрібно перевірити на допустиму втрату напруги. При цьому фактична втрата напруги до найвіддаленішої точки у мережі не повинна перевищувати допустиму, тобто

ΣΔU_і < ΔU_ДОП.

Фактична втрата напруги на і -й ділянці лінії (%):

ΔU _і = [(Р_іr_i /U_Н) + (Q_ix_i/U_Н)]100/U_Н,

де Р_і, Q_і – розрахункові активна та реактивна потужності ділянки лінії, кВт;

r_i, x_i – активний та реактивний опори ділянки лінії, Ом;

r_i= r_oi·L_i; x_i= x_oi·L_i,

r_oi, x_oi – питомі активний та реактивний опори провода на ділянці лінії, Ом/км;

U_Н – номінальна напруга лінії, кВ;

L_i – довжина ділянки лінії, км;

Таблиця 4.5 Дані ділянок лінії 10 кВ

Ділянка	Провід	SМ,	Рі	Qi	Li	ri	xi	Втрата	напруги
		кВА	кВт	кВт	км	Ом/км	Ом/км	ΔU і	ΣΔUі
6-7	А-35	70.7	65	27.8	0,8	0.704	0.304	0,0542	0,2635
2-6	А-35	171.7	142.5	95.8	0,4	0.352	0.152	0,0647	0,3957
4-5	А-35	141.3	130	55.4	0,5	0.44	0.19	0,0677	0,5124
3-4	А-35	170.1	156.5	66.64	0,3	0.264	0.114	0,0489	0,5494
2-3	А-35	310	232.5	205.1	0,6	0.528	0.228	0,1695	0,3957
1-2	А-35	511.4	424.5	285.2	0,3	0.264	0.114	0,1445	0,3311
0-1	А-35	659.6	547.5	367.9	0,3	0.264	0.114	0,1864	0,1864

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000 АІФ 018 ПЗ    

Фактичну витрату напруги до будь-якого споживача визначають як, суму втрат напруги на окремих, послідовно з'єднаних ділянках лінії від джерела живлення.

У загальному випадку фактичну втрату напруги потрібно знаходити по денному та вечірньому максимумах навантажень окремо. Але в деяких випадках шляхом інженерного аналізу можна оцінити, при якому навантаженні (денному чи вечірньому) буде мати місце більша втрата. Це також можна вирішити, підрахувавши суму моментів для денного та вечірнього часу. Далі розрахунок вести для випадку з більшою сумою моментів.

Для визначення допустимої втрати напруги в мережі складається таблиця відхилень напруги. У цій таблиці розглядають два режими: режим максимальних навантажень і режим мінімальних навантажень (100% і 25%). Відхилення напруги на шинах 10 кВ РТП у режимі максимальних навантажень становитими +3%, а мінімальне навантаження становитиме -2%.

При складанні таблиці розглядають дві споживчі ТП, ближня і віддалена. Ближня – це ТП приєднана в безпосередній близькості до шин РТП де втрата напруги дорівнює нулю.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000 АІФ 018 ПЗ    

Допустиме відхилення напруги для найвіддаленішого споживача у нормальному режимі становить + - 5%.

Таблиця 4.6 Розрахунок допустимої втрати напруги (приклад)

Елемент мережі	Віддалена ТП
100%	25%
Шини 10 кВ РТП	+2	-2
Лінія 10 кВ	-4.8	-1,2
ТП 10/0,4 кВ: постійна надбавка регульована надбавка втрати напруги	+5 +2,5 -4	+5 +2,5 -1
Лінія 0,38 кВ	-3.2
Споживач	-5	+0.8
Допустиме відхилення напруги у споживача	-5	+5

При складанні таблиці розглядаються дві споживчі ТП – ближня та віддалена. Ближня ТП – це ТП, приєднана в безпосередній близькості до шин 10 кВ РТП (наприклад, трансформатор власних потреб на РТП) і втрата напруги в лінії 10 кВ до цієї ТП рівна нулю. Віддалена – це ТП, до якої втрата напруги в лінії 10 кВ найбільша. Розглядаються також два режими навантаження – максимальних (100%) та мінімальних (25%) навантажень.

На кожній споживчій ТП (ближній та віддаленій) розглядають два споживача електроенергії – ближній, підключений безпосередньо до шин 0,4 кВ ТП (без лінії 0,38 кВ, втрата напруги дорівнює нулю), і віддалений, підключений через найдовшу лінію 0,38 кВ, де втрата напруги буде найбільша.

Якщо фактична втрата напруги в лініях 10 та 0,38 кВ для заданого населеного пункту перевищує допустиму, необхідно передбачити заходи по її зменшенню. Це може бути - збільшення перетинів проводів ліній 10 та 0,38 кВ, зниження навантаження на лінії 0,38 кВ (збільшити кількість ліній).

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000 АІФ 018 ПЗ    

Розроб.

Савіцький В. М.

Перевір.

Бунько В.Я.

Реценз.

Н. Контр.

Карась В.І.

Затверд.

Розрахунок струмів короткого замикання

Літ.

Аркушів

БАТІ гр.Е-42 Б  

5. Розрахунок струмів короткого замикання

Вихідною величиною для розрахунку струмів короткого замикання є потужність короткого замикання на шинах 10 кВ РТП-35/10 кВ.

Струм трифазного к. з. на шинах 10 кВ РТП обчислюють за формулою:

де S_КЗ – потужність к. з., МВА;

U_Б – базисна напруга, кВ (U_Б = 10,5 кВ).

I⁽³⁾кз=(45·10⁶)/(1,73·10,5· )=2475,45 А=2,47545 кА

Ударний струм:

.

іу=1,5·1,41·2475,45=5198.02 А=5.19802 кА

Діюче значення ударного струму короткого замикання:

,

де К_У – ударний коефіцієнт (1 < К_У < 2).

Ід=√ 1+2(1,5-1)²·2475,45=4287,3А= 4,2872кА

Струм трифазного короткого замикання в інших точках мережі

,

I⁽³⁾кз =10500/(1,73·4.13)=1700 А=1.7 кА

де Z_КЗ – опір кола короткого замикання до розрахункової точки, Ом.

.

Zкз =√(2,35+0,76)²+1.76² = 3.57 Ом

Опір системи:

.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000 АІФ 018 ПЗ    

хс=10500²/45·10⁶=2,45 Ом

Дата добавления: 2015-12-01